塔河油田4区产能变化递减规律及其影响因素研究.doc

塔河油田4区产能变化递减规律及其影响因素研究作者（单位）摘要：针对塔河油田四区奥陶系油藏进行了产能变化、递减规律及其影响因素研究。总结出各个缝洞单元在不同的开发阶段的油井产量递减规律；系统分析了影响产量递减的主要因素，并研究了各个影响因素的作用关系。关键词：缝洞型碳酸盐岩油藏；动态特征；塔河油田Research on the Decrease Law Characteristic of Production of Tahe 4th Area Oil Field and Influencing FactorsAbstract: Through the four research of the area development dynamic characteristics to the Tahe, put forward that oilfield to head the measure implement direction of the direction in analysis steadily producing applied result the measure of boost production. It also have an exaltation on the dynamic means and method, for the other similar reservoir to Tahe oilfield , which can use this analyzing method in development. Key words: fractured vuggy carbonate reservoir, dynamic characteristic, Tahe oilfield塔河油田四区奥陶系油藏是塔河油田最早投入开发的主力区块，属于非均质性极强的缝洞型碳酸盐岩油藏，在塔河碳酸盐岩油藏中具有代表性。油藏在经历了高产稳产、快速递减阶段后，进入低产稳产阶段。在实施积极的控水稳油措施后，综合含水的上升和产量的递减都得到一定的控制，开发形势有所好转，但大部分高含水停喷井后期措施难度大，油藏的采收率较低。通过塔河四区油藏开发动态特征研究，可以在碳酸盐岩油藏动态分析手段、方法上有所提高，而且类似油藏的开发研究具有一定借鉴意义。1 开发历程4 区投入开发时间较短，自 1997 年 S48 井投产以来到目前历时10年，借鉴有关研究成果，划分三个开发阶段，即评价及试采阶段、滚动开发阶段、调整阶段。1.1 试采上产阶段(19971999 年) 历时 25 个月S48 井 1997 年 10 月投入试采，标志着 4 区奥陶系油藏的投产。该阶段特点属于稀井网、单井高产阶段。投产井数少，单井日产油量高，基本处于无水采油期，油井以自喷生产为主。以 1999 年 3 月提交的 2942104t 探明储量为基础，开发方案采用一套开发层系、一套开发井网，井距 1000-1500 米，采用不规则面积布井方式，2%采油速度，平均生产压差在 2MPa 以内，充分利用天然能量滚动勘探开发。从 1998 年 10 月以后 T401 等井陆续投产，表现出的主要特点是单井产量高，油藏产量迅速上升，到 1999 年 11 月形成了初期阶段的产量峰值，投产油井 15 口，日产水平 2775t，日产水量 44m3，综合含水 1.57%，采油速度 2.20%，采出程度 1.32%，开发指标基本达到方案设计要求，油藏井网形成了初期的规模。1.2 稳产阶段(20002001 年)2000 年按照滚动勘探开发方案制定的基本原则，继续完善1000-1500m 井距的面积井网，向 700m 井距不规则井网转变，年底以含油面积 56.7km2，探明储量 6345104t 为基础编制正式开发方案，制定了一套开发层系、两个开发单元、700m 井距不规则面积井网、部署68 口开发井(包括 2 口水平井)、采油速度速 2%，年末区块总井数 31口，开井 23 口（自喷井 21 口，机抽井 2 口），日产油水平 3425 t，平均单井日产 208t。年产油 114104t，累产油 184.97104t，综合含水 6.56%，含水上升率 2.9%，地质储量采出程度 2.92%，采油速度1.97%，综合递减 18.07%，自然递减 18.66%。1.3 递减阶段(2002 年目前)该阶段属快速递减阶段，并对油藏进行调整，完善井网，在探明含油面积内逐步将井距加密至 700m，继续开展以堵水为主的稳油控水措施。区块综合含水上升速度得到有效控制。目前已经转为低采速、低含水上升率、低水平相对稳产。该阶段完钻井 33 口、侧钻井 15 口(含 2 口未投井)，截止目前有生产井 43 口（21 口自喷井）。平均单井日产油 30t，综合含水 40.2%，阶段累计产油 238.97104t，采出程度 3.77%。阶段含水上升率由 9.3降为 2.4，阶段日产水平下降了 37.5%。2 产量递减规律理论研究在油田开发过程中，高产稳产期结束以后，产量将按一定的规律开始递减，通常用递减率表示产量的递减速度。所谓递减率，是指在单位时间内的产量递减百分数，下面从理论上分析影响递减的因素。影响递减率的因素很多，油藏地质、采油工艺、管理水平等均有不同程度的影响。开发实践证明我们可以得到以下减缓递减率的途径：2.1 提高井网密度影响井网密度最主要的因素是油藏地质条件，包括储集体的平面展布、储层的物性和非均质性、储层的流动特性及岩石的润湿性、油层的多层性及埋深、开发需求以及经济条件等。合理的井网密度就是在获得最佳经济效益的前提下满足地质条件需要的井网密度。极限井网密度就是在投入产出平衡的边际经济条件下满足地质条件需要的井网密度。因此确定井网密度要同时满足地质条件、开发需求与经济条件。开发要在合理井网密度范围内，不要超过极限井网密度。塔河 4 区在开发初期井距较大，无规则井网，1999 年 4 月和 8 月，先后提交的滚动勘探开发可行性研究报告和滚动勘探开发方案中制定了一套 1000m-1500m 井距井网的开发政策。2000 年在编制 4 区奥陶系油藏开发方案，设计的开发井距为 700m。目前合理的基础井网已形成，现阶段增加井网密度对减少递减作用不大。2.2放大生产压差放大生产压差一是提高地层压力 P，一是降低井底流动压力 Pwf。提高地层压力主要是向油层适时地补充地层能量。合理降低井底流压一是流压的降低不能低于饱和压力。降低流压主要方法是放大油嘴、泵升级或换大泵，调整筒泵，泵挂加深，减少井底回压，如油井降凝、降粘、清防蜡和降低油井综合含水等。区块、生产层位以及对采油速度的不同要求，将需要相应的生产压差。随着油井含水的增加，井底流压亦会不断上升，这时为降低流压就必须提高采液量。截至到 2005 年 10 月，4 区依靠天然能量进行开采。S48 缝洞单元由于得到了底水能量的补充，压力下降趋势有所减缓；S65 单元压力下降较快。4 区整体地层静压在不断下降，目前地层压力远远的大于饱和压力，放大生产压差可以从降低井底流压入手，但是放大生产压差很容易引起“水窜”，所以此种方法存在一定的局限性。目前现场中较多采用的是“掺稀”降低了油水在井筒中流动的摩擦阻力，从而也起到了降低井底流压的作用。2.3降低综合含水与相对流动系数一般来说，降低综合含水对增加原油产量或稳产、减缓产量递减的效果是显而易见的。含水上升不仅造成井底流压上升，而且会使井底附近的阻力增加，从而使采油指数不断下降、产量递减加大。从相对流动系数和含水饱和度图中可以看出，在含水饱和度大于 20%以后，随着含水饱和度的增加，相对流动系数是增加的。而且油水粘度比愈大，该系数增加的愈快。因此控制含水上升速度是减缓产量递减主要途径之一。关井压锥、封堵高含水层、调剖、化堵等等措施可有效地控制含水上升速度。2.4 提高有效渗透率，增加有效出油厚度和降低地下原油粘度随着含水上升，轻质组分优先采出，会使地下原油粘度增大。从流动系数的定义看，它是渗透率、有效厚度与地下原油粘度综合变化的结果。因此要从不同的角度采取措施降低地层原油的粘度，加大流动系数。采用水力压裂、高能气体压裂、酸压以及解堵等措施提高储层有效渗透率，降低流动阻力，降低井底流压。2.5 提高开井时率优化高含水井压锥时机及时间，提高开井时率，可有效减缓递减。加强油水井管理，尽量减少停产井，缩短关井时间和作业占用时间等，提高油井利用率和油井时率。3 单井递减类型分析由于储层发育程度、垂直裂缝发育程度、天然能量状况以及断层等地质因素的影响，油井表现出不同的产量递减特征，可划分为以下递减类型：3.1 无水期递减型该类型井在生产一段时间后虽未见水但进入递减，主要是由于天然能量不足，储层渗流通道发育程度较差造成的。如 TK409、TK410 井由于油层堵塞，造成油层渗流能力下降、产量下降，经过酸化解堵后，产量又有上升。3.2见水后缓慢递减型该类型井见水后，含水率缓慢上升，产油量缓慢递减，初始月递减率较小。油井见水后，出油层段的减薄和压差的明显下降是造成油井递减的主要原因。3.3 见水后快速递减型该类型井单井产量较高，见水后产油量迅速递减。表1 四区单井递减类型统计表4 缝洞单元递减规律塔河 4 区从 1997 年 10 月投入开发已经 7 年。只有 20002001 年二年时间稳产期，很快进入快速递减期。1997 年2003 年投产井目前指数递减率分别为 8、14、6、7、16、21、11。2000 年由于单井采油强度过大，引起水锥现象，部分油井开始陆续见水，含水迅速上升而停喷，单井递减幅度大，导致油藏产量递减较快。2001 年与 2000 年年末比生产水平递减了 22.04%。2002 以来区块整体综合含水上升速度得到了一定控制，年自然递减在 20%30%，年综合递减保持在 15%-18%。油藏高采速、单井高采油强度导致油藏、油井含水上升，是区块产量下降的主要原因。其次施难度大、有效率低也是产量下降的原因之一。合理的确定采油强度，积极提高措施有效率是油藏实现稳产的主要手段。地层能量主导了不同缝洞单元的油藏动态变化特征。S65 缝洞单元产量递减主要原因是能量的衰竭； S48 缝洞单元产量的递减主要原因是含水的上升。在油田进入了递减阶段，除了上面提到的 3 种递减类型，前苏联的卡彼托夫提出了产量衰减规律曲线。70 年代以来在我国油田开发中得到了应用和进一步完善，这种产量递减规律符合 n0.5 时的双曲线递减。在华北油田的应用表明只要进入递减阶段，应用这种递减规律都可以得到比较好的预测结果。我们利用已有的生产数据资料进行递减率公式的回归，得到常用的4种公式的表达式，然后，分别采用试算法处理油藏实际生产数据，选择相关性最好、符合率最高的递减曲线公式。图1塔河 4 区衰竭递减曲线通过将不同递减曲线的指标预测值与油藏实际生产数据进行对比后发现，衰竭式递减曲线较符合 4 区油藏的产量递减规律，最终选择的衰竭式递减率公式对油藏的可采储量进行指标预测，预计该油藏的可采储量应该在 1131.4104t 左右。得到可采储量后，分别对该区主要缝洞单元的各自特点选取相应的递减曲线进一步对其可采储量进行预测。具体计算结果如下：S48 井区缝洞单元可采储量为 585.2104t；T403井区缝洞单元可采储量为 63.7104t；TK435 井区缝洞单元可采储量为40.6104t；TK469 井区缝洞单元可采储量为 27.8104t。5 递减原因分析5.1 储层发育差、天然能量弱是递减的内在原因塔河 4 区为非均质性储层，大多数井属于有限定容储集体，生产一段时间后，由于地层天然能量有限，油井大多停喷停产，机抽效果差，无水期递减大多都是由于这个因素。5.2 井底流压下降，造成部分裂缝闭合，油井产能下降一些井当流量较大时，采油指数随井底压力降增大而变小。其主要原因是井底附近岩石裂缝随井底压力降低其开度减小或部分裂缝闭合，从而导致地层渗透率降低，采油指数下降。对于油井见水后产量递减比较缓慢或比较稳定，可能是产油层段下部存在渗流能力比较差的致密层，导致底水上升比较缓慢，因此含水上升比较缓慢。5.3 油井见水和含水的不断上升是油井产量递减的主要因素4 区奥陶系油藏产量递减主要是由于含水上升引起，随着含水的上升，油井产能下降快，油井见水后井筒液体密度增加，井底流压升高，生产压差降低，油井产液量降低。随含水的上升，水相渗透率也迅速上升，导致产水量迅速增加，产油量迅速下降。含水上升主要原因是油井采油强度过大造成。油井见水后产油厚度减少，导致油井产量下降。TK407 井是一口自然投产井，该井曾经测过 3 次产液剖面，见水前油井上中下产层段都是产纯油的，以上部产出为主；油井见水后，剖面上不仅出油厚度减小，而且层间干扰造成上部产纯油井段产量也出现下降。5.4 垂直裂缝发育、与底水的沟通活跃是油井见水后含水迅速上升甚至停喷的主要原因当底水沿垂直裂缝迅速锥进到井底，由于油水粘度大，底水迅速占据原油的流动通道，造成油产量成直线下降，迅速停喷。单井的递减往往不是由某个单一因素决定的，而是